1.1 特高压输电

1.1.1 输电电压等级的发展

1882年，法国物理学家德普勒用一个煤矿中的直流发电机，以2kV的直流电压、1.5kW的功率，沿着57 km的电报线路，把电能送到了在慕尼黑举办的一个国际博览会，完成了人类有史以来的第一次远距离输电，它是以直流输电方式完成的。这种直流输电方式曾经流行一时，但由于直流电机结构复杂，可靠性差，且大容量和高电压的直流电机在设计制造技术方面存在较大困难，故在当时条件下只能用多台发电机串联以提高输送电压、输送容量和输送距离。1889年，在法国用直流发电机串联而得到高电压，从毛梯埃斯（Moutiers）到里昂（Lyon）建立了230km直流输电线路，其输送电压和输送功率分别为125kV和20MW。在当时技术条件下，要想采用直流输电方式进一步实现更远距离、更大容量的输电已经是很难实现了，故人们开始转而研究采用交流输电方式，它可以比较方便地使输电电压得到迅速的提高，从而实现更远距离、更大容量的输电。

1888年，在伦敦泰晤士河畔，由费朗蒂设计的大型交流电站开始输电。它采用铜心电缆将10kV单相交流电送往相距10公里外的市区变电站，在市区变电站内首先将10kV降为2500V，并分送到各街区的二级变压器，在此再降为100V供用户照明用。1889年，俄国的多利沃·多布罗沃斯基又率先研制出功率为100W的三相交流发电机，并在德国、美国得到推广应用。这样，三相高压交流输电方式在全世界范围内得到迅速推广。由于交流输电方式可以采用变压器比较方便地提高输电电压，实现更远距离、更大容量的输电，这样交流输电就越来越显现出其明显的经济技术优势，并得到持续迅猛的发展，它逐渐变得普遍起来并替代了最初的直流输电，最终成为在电能传输领域占据绝对主导地位的输电方式。科学家自1888年开始采用10kV的交流输电方式，至1898年就借助交流变压器将输电电压提升至33kV，到1907、1923年则将输电电压分别提升至高压110kV和230kV，而到了1952、1959年和1965年则又将输电电压分别提升至超高压380kV、500kV和735kV，到1985年苏联更是将输电电压提升至特高压1150kV[1][2][3]。中国自1981年第一条平顶山—武汉500kV超高压交流输电线路投运，500kV超高压电网逐步成为各大区主网架；西北电网于2005年在青海官亭—甘肃兰州建成国内第一条750kV超高压输电线路，目前750kV电网正逐渐成为西北电网的主网架；2009年中国第一条特高压交流试验示范工程1000kV晋东南—南阳—荆门输电线路投运，在2013年建成淮南—上海1000kV特高压双回交流输电线路工程，其后，又在2014年12月投运浙北—福州1000kV特高压双回交流输电线路工程。此外，还有一批其他的1000kV特高压交流输电工程正在规划和建设中。

自1890年交流输电方式开始应用后，直流输电在超过半个多世纪的时间内几乎停止了发展，直到1954年采取汞弧阀换流方式的直流海缆输电系统——瑞典哥特兰岛（Gotland）直流输电工程投运。但由于汞弧阀换流方式的可靠性较差，它并没能有效地推动直流输电方式向前发展。20世纪70年代以后，随着电力电子和微电子技术的迅速发展，出现了高压大功率晶闸管新器件，由于晶闸管换流阀没有逆弧故障，而且制造、试验、运行、维护和检修都比汞弧阀简单、方便，它有效地改善了直流输电的运行性能和可靠性，迅速在直流输电工程中得到良好应用，大大促进了直流输电技术的发展[4]。1970年，瑞典首先在原有哥特兰岛直流输电工程基础上，扩建了直流电压为50kV、输送功率为10MW的晶闸管换流阀试验工程。1972年，世界上第一个全部采用晶闸管换流的伊尔河（Eel River）直流背靠背工程（2×80kV,2×160MW）在加拿大投入运行。由于直流输电在架空线远距离大功率传输、海底电缆功率传输和交流系统背靠背联络等领域具有其突出的优势，借助于新型器件晶闸管换流阀的东风，直流输电此后在全世界再一次得到迅速发展，采用晶闸管换流阀的新建直流输电工程不断涌现，直流输电电压也不断提高。到2003年，全世界共建设和投运晶闸管换流阀工程65个，其中有相当一部分是输电电压±500～±600kV的重要长距离、超高压直流输电项目，还有少量的多端直流输电项目。中国自1990年葛洲坝—上海±500kV直流输电工程投运后，又相继建设和投运了多条±500kV超高压直流输电工程。2010年，中国建成云南（楚雄）—广州（穗东）±800kV直流输电工程和向家坝（复龙）—上海（奉贤） ±800kV直流输电工程；2011年，建成宁夏（宁东）—山东（青岛）±660kV直流输电工程；2012年，建成四川锦屏（裕隆）—江苏苏南（同里）±800kV直流输电工程；2013年，建成云南（普洱）—广东（江门） ±800kV直流输电工程（或称糯扎渡直流输电工程）;2014年，建成哈密南（哈密南）—郑州（郑州）、溪洛渡（双龙）—浙西（金华）±800kV直流输电工程。目前，中国还有多个±800kV特高压直流输电工程在建设和筹建，并且采用±1100kV电压等级的双极单回直流输电项目已完成科研论证，依托准东—华东工程开展前期工程设计准备。

1.1.2 电网电压等级序列

输电技术的发展，基本目的是提高输送容量和减少线路损耗。提高输电电压是提高输送容量的有效方法，同时也是降低线损的有效方法。因此，输电技术的全部发展史几乎就是不断地提高输电电压等级，从而使输送功率不断加大、输送距离不断加长的过程。对于输电电压等级的划分，有多种不同的规定方法。对于交流输电来说，结合实际科研和应用，目前通常这样来划分电压等级：10kV、20kV和35kV的电压等级称为配电电压或中压（其中还包括66kV电压等级，但其仅在少数国家和地区应用）;110～220kV的电压等级称为高压；220kV以上、1000kV以下称为超高压，主要包括330kV、500kV和750kV；而1000kV及以上的称为特高压。对于直流输电则情况有所不同，按美国国家标准，±100kV以上的称为高压，±500kV和±600kV称为超高压，而超过±600kV的则称为特高压；苏联研究认为±750kV及以上电压等级称为特高压；我国一般认为±800kV及以上电压等级称为特高压。

表1-1为交流输电电压等级的发展概况，表1-2为直流输电电压等级的发展概况。

新的输电电压等级的出现取决于诸多因素，首先是长距离、大容量输送方式的需求，其次是输电技术水平、经济效益和环境影响等方面的考虑。发展一个新的电压等级需要完成选择电压值、确定绝缘水平、研制设备和建设试验线路等多项工作，使其能与原有电压等级相配合，并适应未来20年或更长时间内电力发展的需求。由于各个国家经济条件、资源分布和地理条件不同，故所采用的电压等级序列也不同，这样就形成了不同的交、直流输电电压等级序列。

世界上主要国家所采用的不同交流输电电压等级序列如表1-3所示。

自1954年瑞典哥特兰岛直流输电工程投运以来，世界各国共建成投运上百个直流工程。目前，直流输电工程的额定电压还没有像交流输电一样形成标准的电压等级序列，每一个特定直流输电工程的额定电压是根据实际情况确定的，这就导致设备设计、生产、选型无法通用化、规模化，增加了工程造价，降低了设备的可维护性，给生产运行带来困难。直流输电工程有架空线路、电缆线路和背靠背工程等多种类型，在可控硅产品工业化应用以前的汞弧阀换流期间，直流输电工程的额定电压还受汞弧阀可耐受电压等因素的限制，出现可控硅换流器后，普遍采用元件串联式结构，理论上选用任何额定电压都是可以容许的，并不会增加换流器本身的设计、制造难度，从而导致了目前直流输电工程额定电压繁多的状况。目前，国内外已运行的直流输电工程的直流额定电压（kV）有：±17, ±25, ±50, ±70, ±80, ±82, ±85, ±100, ±120, ±125, ±140, ±150, ±160, ±180, ±200, ±250, ±266, ±270, ±350, ±400, ±500, ±600, ±660和±800等。

根据中国能源布局和电网发展特点，未来中国直流输电的规模将远远超过其他国家。如果仍然按照每个工程确定一个特定的额定电压，必然造成研发和工程建设投资的巨大浪费，为了提高效率，节约成本，实现设备的通用化，就需要形成直流输电系统电压等级序列。

中国直流输电电压等级序列的形成主要考虑的因素有：已形成的生产制造规模及运行经验；设备研发、制造能力及运输条件；电源开发规模及系统送、受电需求；直流输电距离；直流系统对自然环境及电力系统安全稳定运行的影响；工程投资及输电经济性等。

对于采用晶闸管阀的传统直流输电方式，国家电网公司提出了一个直流输电电压等级序列：±500kV、±660kV、±800kV、±1000kV（±1100kV）。其中±800kV以上等级的早期技术论证是按照±1000kV进行的，新疆（准东）—四川（成都）直流输电工程是规划中的第一条±800kV以上等级的特高压直流输电工程，其输送距离超过了2500km，输送容量达到10000MW以上，为满足电能输送要求，该工程的电压等级有可能被确定为±1000kV或±1100kV，故此处暂将±1000kV或±1100kV列入直流输电电压等级序列。对于±800kV以上更高一级的特高压直流输电电压等级是采用±1000kV还是采用±1100kV，这个问题值得进一步探讨。以上4个电压等级直流输电系统的输电容量和经济输电距离基本涵盖了中国电力中长期规划对远距离、大容量直流输电的需求。

1.1.3 特高压输电电压等级选择

1.1.3.1 特高压交流电压等级

电压等级（标称电压）是电网的基础参数。确定交流特高压（UHVAC）电网的标称电压，既要考虑到最大送电容量和输送距离，也要考虑标称电压对系统调度运行的影响和对特高压输变电设备造价、制造难度的影响。特高压电网标称电压确定以后，还要确定相应的最高运行电压。交流特高压最高运行电压的确定，与电网结构、电网标称电压、无功补偿和调压手段、线路走廊的海拔高度以及输变电设备的过电压水平等诸多因素有关。从技术和经济两方面综合考虑，中国特高压标称电压确定为1000kV，最高电压为1100kV。表1-4为世界各国特高压的电压选择和设计输送功率[5][6]。

1）交流特高压线路的标称电压选择

（1）空气绝缘间隙饱和特性

对于特高压输电电压等级的选择，空气间隙绝缘的饱和特性是一个需要重点考虑的因素。因为随着电压的升高，气体介质的绝缘强度将随着距离的增加而呈现明显的非线性饱和趋势。图1-1给出了棒-棒和棒-板间隙下不同间隙距离的放电电压特性曲线，从图中可以看出气体介质的绝缘强度与绝缘间隙距离之间的饱和关系[7][8]。其中，图1-1（b）是在大量试验研究的基础上，根据不同学者提出的棒—板间隙距离与临界放电电压关系的回归公式画出的，与曲线对应分别称为EDF公式、CRIEPI公式和Rizk公式。从图1-1（b）可以看到，这3条曲线在间隙距离＜17 m时比较接近，但在17 m以上差别逐渐增大，其中EDF曲线的饱和趋势较显著，CRIEPI曲线的饱和趋势介于EDF和Rizk曲线之间。在这3条曲线中，CRIEPI公式已被IEC接受并用于求取间隙系数的计算中，该公式如式（1-1）所示。

表1-5为800kV、1000kV、1150kV三种不同电压等级已经实施的输电线路工程所采用的相间绝缘气隙间距。

由表1-5可见，1000kV特高压输电线路的相间距离与800kV超高压输电线路相差不多，基本随电压增加而线性增加，而1150kV特高压输电线路相间绝缘距离比1000kV大得多，在1000～1150kV电压范围内绝缘间距随着电压的增加可能已出现较明显的非线性饱和趋势。一旦进入显著非线性饱和阶段，线路额定电压的小幅增加都需要明显增大气隙绝缘距离，这不仅导致特高压线路走廊宽度、设备体积和变电站占地面积的大幅增加，同时也增加了技术难度和总投资，而输电能力却增加不多。综上所述，从经济和技术上看，选择1000kV作为特高压输电线路电压等级是较为合理的。

（2）按送电容量考虑

特高压交流输电电压等级的选择往往与大电源的外送功率有关。电压越高，输送功率越大。特高压电网的最大送电容量，主要由送端电源的容量来决定，输送距离取决于电源与负荷中心的地理分布。日本1000kV线路的单回送电容量约为5000～6000MW，美国BPA规划建设的线路选择额定电压为1100kV，送电容量为6000～8000MW；苏联因国土辽阔、能源丰富，而使得输电距离和输电容量均很大，它曾经规划建设数座容量为4000～6000MW的发电厂，共同向其欧洲部分负荷中心送电，外送容量可达上万兆瓦规模，由于它可以基本不考虑线路走廊限制，相应电压等级选在1150kV。

从中国电网互联的情况分析，交流特高压线路的正常输送功率绝大部分在4000～6000MW，交流特高压线路的输送距离一般在600～1500km。Г.A．依拉利昂诺夫推荐的电网最优电压U优与输送距离L及传输功率P 的关系如下：

利用该式即可估算出我国特高压输电的最优电压，估算时考虑特高压输电线路的传输功率为5000MW，输送距离为1000km，代入式（1-2）可得U优=1000kV。结合我国电网的实际情况，特高压交流线路的输送容量及距离一般在上述计算值左右，因此选取1000kV作为交流特高压电网的标称电压，可以满足送电规模的要求。

（3）电压等级发展规律与中国电网结构

根据世界各国电压等级发展的规律，相邻等级的电压比一般应在2～3。新的电压等级不能选得太低，否则会造成电磁环网多、潮流控制困难、电网损耗大等问题；也不能选得太高，否则传输能力得不到充分利用，造成浪费。目前，154-345-765-1500kV级和110-220-500-1000kV级是两个国际上公认比较合理的电压等级。从中国电网结构的现状来看，除西北为330kV网架外，其余如东北、华北、华中、华东、南方等均为500kV网架。中国建设特高压电网是在华北、华中和华东建成坚强的交流特高压网架，并逐步向周边区域延伸，与西南水电外送的特高压交直流系统一起，共同形成覆盖大电源基地和负荷中心的特高压电网。由于西北地区已形成330kV和750kV超高压电网，采用330kV和750kV交流输电已经能满足要求，因此在目前的规划中，中国的西北地区不需建设特高压交流输电线路，但它可以通过规划建设特高压直流线路与全国联网。所以，中国的特高压输电电压等级选为1000kV，即主网架按照110-220-500-1000kV级电压等级系列发展是合适的。

（4）其他需要考虑的因素

中国一些特高压交流输电线路要经过西部地区，而西部的平均海拔高度约1000～2000m，高海拔地区对设备的外绝缘特性有较高的要求。选择适当的标称电压可以降低输变电设备的外绝缘水平，从而减少设备投资；另外，恶劣天气下的电晕损耗与运行电压成正比，在相同的临界电晕电压下，运行电压越高，线路的电晕损耗越大。在同一地区采用同型铁塔，与1150kV相比，选择1000kV的标称电压能够降低铁塔高度，节省绝缘子片数。特高压变压器的造价主要受外绝缘水平的影响，因此标称电压较高的特高压变压器造价要高于标称电压低的特高压变压器。此外，标称电压低的特高压电网可以减少无功补偿设备的投资费用。

2）交流特高压最高运行电压选择

系统最高运行电压对系统所需调相调压设备的容量，对发电机及输电线路的运行，对系统运行控制标准以及设备制造和成本都有影响。

系统最高运行电压上限受海拔高度、电晕损耗和设备制造规范化、标准化的限制。因此，最高运行电压不宜定得过高。从国内外特高压设备制造水平的实际情况来看，1000kV系统的最高运行电压不宜超过1100kV。

1.1.3.2 特高压直流电压等级

特高压直流（UHVDC）输电电压等级选择主要是由输电距离和输送容量来决定，工程设备从基本原理和结构上而言与±500kV直流输电类似，但由于承受的直流电压更高，因此对其内、外绝缘的要求更严格。目前，世界上已投入运行的最高直流电压等级是±800kV。

20世纪70年代以来，国外就开始进行特高压直流输电的研究并得出了一系列的研究成果。从经济和环境等角度考虑，输送距离在1000～3000km时，高于±600kV的直流输电是优选的输电方式；±800kV直流输电系统的设计、建设和运行技术难度相对较小，在中国已经成功建设并投入正常运行。基于目前的技术及可预见的发展，±1000kV直流输电系统在理论上是可行的，但在实践过程中还必须经过大量的研究、开发工作；但发展±1200kV及以上电压等级直流输电系统尚需要在技术上有较大的突破性进展。

建设±800kV级直流特高压工程可以实现大容量远距离的电力输送，减轻电煤运输和环保压力，同时显著降低工程造价、减少占用土地资源和降低网损。因此，确定中国直流特高压输电的额定电压为±800kV，在技术和经济上看是合理的。随着输电需求和输电距离的不断增加、±1000kV（±1100kV）直流输电技术的不断成熟，±1000kV（±1100kV）直流输电系统在将来也会有较大的发展空间。